加氢裂化装置铵盐结晶原因分析及处理

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制氢装置原料系统铵盐结晶原因分析

质，严格监控Ｔ气脱硫塔及加氢低分气脱硫塔的运行参数，
控制原料气脱硫在艺指标之内，如有超标现象，及时查找
原因，排除故障，如短Ｈ；ｔＩｈＪ内不能解决应及时把此部分原料
气改人瓦斯系统。参考文献：
ｌ１ｊ张晓明．加氧裂化装置铵盐结品问题技术分析和处理措施ｌＪＪ．天
安全平稳牛产。２结晶的原因分析（１）加氢裂化装置注水泵故障，注水量不足，导致加氢
盐晶体存在而造成阀门关闭不严的问题，为控制阀的处理带来冈难，蒸汽加热时要首先集中加热手阀的部位以减少
问题处理的时间
３结晶铵盐的成份
１２］王宽心．石化系统铵盐结晶沉积预测及嚆蚀规律研究ｌＤ．杭州：
浙江理Ｔ大口氧装置循环氧系统铵盐堵塞原因分析及处
理『ＪＪ．炼油技术－ｊＴ程，２０１４（４）：２９ — ３２
５结束语
解决铵盐结晶问题应脱除原料气中的氨和硫等有害物
干气中大量的硫、氨等毒物进入制氢装置原料系统中，而制氧装置溶液脱硫系统又不能把这部分毒物脱除干净。
（２）制氢装置原料气压缩机口返人口处是从高变低压的分界点，铵盐在此处容易结晶分离卜 ¨ 来。
在加氢裂化装置注水系统发生故障时，其循环氢中氨含量町高达８００ｘ１０～，硫含量可高达５０００ｘ１０，部分氨和硫

加氢裂化装置铵盐的腐蚀及防控

加氢裂化装置铵盐的腐蚀及防控摘要：在石油炼制过程中，加氢裂化装置是其中的关键装置类型，对保证石油生产质量和产量有至关重要的作用。

在加氢裂化装置运行过程中，很容易出现铵盐腐蚀，影响装置的运行效率。

在研究过程中需要对加氢裂化装置铵盐腐蚀的具体情况进行探讨。

以此为基础，掌握加氢裂化装置铵盐腐蚀的具体原因，并采取科学合理的防腐措施，提高加氢裂化装置的运行效果。

关键词：加氢裂化装置；铵盐腐蚀；防控措施前言在我国石油化工设备中，加氢裂化装置有较高的安全隐患。

因为该装置的运行环境比较特殊，一般在临氢、高压、高温的环境下长时间运行。

因此，需要重视加氢裂化装置设备的设计工作，要尽可能提高加氢裂化装置的质量以及安全性。

而加氢裂化装置本身是去除原油中氯化物和硫化物的重要环节，对保证石油炼制质量有积极意义。

在加氢裂化装置生产运行过程中，易出现铵盐腐蚀问题，对装置的安全性和持续性会产生一定影响。

因此，要掌握具体的腐蚀原因，需采取科学合理的措施对加氢裂化装置进行优化，提高其防腐蚀性能。

1.加氢裂化装置铵盐腐蚀情况现阶段，在加氢裂化装置运行过程中比较常见的腐蚀问题包括以下几种：第一，氢损伤。

因为需要在高温状态下运行，加氢裂化装置很容易产生氢腐蚀、氢脆。

氢气在高温状态上侵入到不锈钢钢材而产生反应，导致设备内晶间断裂，导致内部脱碳而影响加氢裂化装置的安全性和质量。

第二，硫化氢腐蚀。

硫化氢与水混合后，会导致设备腐蚀问题加重，特别是硫化氢与高温氢气之间发生反应，会增加加氢裂化装置的腐蚀效率和程度。

第三，Cr-Mo钢本身具有一定的脆性，在温度降低的过程中，其韧性也会随之降低，对设备的正常运转情况产生负面影响。

第四，铵盐腐蚀。

在原油生产过程中，氯化物和硫化物在加氢裂化装置中产生反应，生成铵盐。

在持续反应中铵盐会不断沉积到空冷器的管道以及后续反应装置管道中，会对管道产生严重的腐蚀。

此外，因为铵盐长时间堆积也会导致管道被堵塞。

因此，铵盐腐蚀会严重影响加氢裂化装置的运行效率和安全性[1]。

柴油加氢装置高压换热器管束铵盐结晶原因分析及对策

下降，反应氢油比不足，循环氢压缩机出现喘振，
装置只得降量生产，０６年４月进行停工检修。２０
１２反应系统换热流程概况．装置反应器生成物先后经五组十台换热器、与三种物料换热，再经空冷器和水冷器冷却后进
垢堵塞的可能性极大。
加工系、现任该公司炼油分部加氢精制车间主管。联系电
话：６８— ２４６。０６２４２５
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炼
油
技
术
与
工
程
２００７年第３７卷
压换热器存在氯化铵结晶的可能，且随着结晶而
质量分数４０～１２０ｇｇ脱氮率８％的条件００／、０下，性水中的氢硫化铵质量分数为２３～酸．％６８，．％也低于８。化验和计算结果都表明反应％
异常，热器组Ｅ０换２２管程出口温度下降，热效换率下降，反应系统压力降逐步上升，循环氢量明显
黄晓文黄蔼民谢涛
中国石化茂名分公司（东省茂名市５５１）广２０１
摘要：茂名分公司Ｉ套柴油加氢装置２００５年ｊ月份以来高压换热器管束因铵盐结晶造成换热效率下降，ｊ管程
出１温度下降，５反应系统压力降逐步上升，循环氢量明显下降，应氢油比不足，反循环氢压缩机喘振？针对高压换
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２００７年４月

重整装置预加氢系统铵盐结晶的原因分析及处理措施

技术与信息112 |2019年4月1.2.2 脱氧：将有机氧化物转化成H 2O 原料油中溶解的氧或氧化物，在重整条件下生成水，它对于重整催化剂来说也是一种毒物，故应限制重整进料中的水含量[3]。

预加氢反应使重整原料中的含氧化合物转变成水。

ROH + H 2 → RH + H 2O1.2.3 脱氮：将有机氮化物转变成NH 3有机氮化物的脱除在加氢精制的条件下要比脱硫困难得多，重整进料中氮含量的要求与对硫含量一样要低于0.5ppm [4]。

因为氮化物进入重整反应器，将转化为NH 3再进一步与重整循环氢中的氯离子结合成氯化铵，降低重整催化剂的氯含量，能相当强地抑制重整催化剂的酸性功能而不利于异构化，另一方面氯化铵在冷却时形成结晶附着在管线内壁引起管路堵塞，预加氢过程使其转化为氨除去。

RNH 2 + H 2 → RH + NH 31.2.4 脱卤素和烯烃饱和含有卤素的有机化合物会增加重整催化剂的酸性功能，加深裂化反应，影响催化剂活性[5]。

加氢过程将其转化为氯化氢等化合物除去。

脱卤化物的反应比脱硫反应难得多，在相同的操作条件下，卤化物的脱除率最大仅为90%左右，甚至远低于此值，因此必须分析精制石脑油中的氯含量，来调整重整注氯量[6]。

RCL + H 2 → RH + HCl1 重整装置预加氢系统简介1.1 预加氢进料流程预加氢进料自原料缓冲罐出来，经预加氢进料泵升压后与预加氢循环氢压缩机出口来的含氢气体混合，经预加氢进料换热器E101A-F 换热，再进预加氢进料加热炉加热至反应温度后依次进入预加氢反应器R101A/B和脱氯反应器R102。

在催化剂作用下，石脑油中的硫、氮化物及不饱和烃与氢气反应生成硫化氢、氨及饱和烃，重金属杂质吸附在催化剂上，氯化物吸附在脱氯剂上[1]。

预加氢反应产物经E101A-F 换热冷凝后进入预加氢产物分离罐D101进行气液分离。

罐底液体经汽提塔C101顶换热器和汽提塔进料换热器送入汽提塔，将轻组分从塔顶拔出，并脱除油中的硫、氮、水等杂质，含硫污水从罐底水包排出并送出装置。

柴油加氢精制装置换热器管束、空冷管束铵盐结晶原因分析及对策

柴油加氢精制装置换热器管束、空冷管束铵盐结晶原因分析及对策发布时间：2021-12-27T03:56:47.215Z 来源：《科学与技术》2021年27期作者：李杰卢学瑞[导读] 延安石油化工厂240万吨/年柴油加氢精制装置高压分离系统压力降在装置试车后，（E103+A101），2015年10月为20KPa，2016年3月初为100KPa，2016年3月底为120KPa，2016年5月初为220 KPa，至2017年3月份最高时为300KPa 李杰卢学瑞（陕西延长石油（集团）有限责任公司延安石油化工厂，陕西延安 727406）摘要：延安石油化工厂240万吨/年柴油加氢精制装置高压分离系统压力降在装置试车后，（E103+A101），2015年10月为20KPa，2016年3月初为100KPa，2016年3月底为120KPa，2016年5月初为220 KPa，至2017年3月份最高时为300KPa。

通过对热高分气-混氢换热器、热高分气空冷器注水量调整、压力降变化分析。

在E-103前连续注水后，高压系统压力降大幅下降至50k Pa以下，循环氢压缩机汽轮机3.5MPa蒸汽消耗量降低5t/h，解决了高压分离系统压力降搞得问题。

关键词：高压分离系统压力降换热器管束空冷铵盐结晶注水中图分类号：TE9 TE624.5+11 前言目前我国炼油工业石油产品质量标准逐步升级，柴油加氢精制技术是降低柴油硫含量、氮含量最为有效的手段之一【1】，油气脱出的硫、氮的分离是其中主要的一环，文章介绍了柴油精制装置的注水操作，对换热器、空冷压降增长控制进行了浅析。

2 柴油加氢精制装置流程简介柴油精制装置流程简图2.1 装置柴油精制装置流程简介240万吨/年柴油加氢精制装置采用抚顺石油化工研究院FRIPP成熟先进的加氢催化剂，工程上采用SEI开发的柴油加氢成套技术。

常压柴油，经加热后混氢，进入反应器反应，柴油在反应器内脱硫脱氮，柴油中的氮经反应生成氨气，混合在油气中，反应后油气自反应器底部输出，至热高压分离罐D103，分离气相，经E103换热、反应产物空冷器A101冷却后，进入冷低压分离罐D105。

探析加氢裂化装置的铵盐结晶问题技术和处理措施

探析加氢裂化装置的铵盐结晶问题技术和处理措施加氢裂化装置在现代工业生产中有着广泛应用，其在具体应用过程中，经常会出现铵盐结晶问题，这会对加氢裂化装置的应用会造成较为严重的影响，因此，应当做好相应的分析工作，采取合理的措施对遇到问题进行科学处理，确保生产的顺利进行。

标签：加氢裂化装置;铵盐结晶;处理措施加氢裂化装置在实际生过程中主要承担乙烯裂解原材料、低硫柴油、优质航煤等内容的生产，装置在具体生产期间，经常会出现反应系统压降增加、循环氢量降低严重的问题，这也就会导致装置无法长期高负荷正常生产。

相关人员对该项问题进行分析，最终发现，导致出现该问题的主要原因是铵盐结晶对工艺管道和设备造成了阻塞，这不仅会对设备的运行造成影响，而且会影响整个装置生产效率，可见，做好相应的分析工作是必要的。

1 分析铵盐结晶的原因某加氢裂化装置在生产过程中，第一次出现循环氢量降低，工作人员对出口管线，以及相应的设备进行测压，通过测试发现，循环氢压缩机出口至反应加热炉压降并未出现异常，因此，可以排除由于该循环氢压缩机出口至循环氢系统管路遭受堵塞，从而导致循环氢量降低。

通过分析，最终确定是由于循氢机出口在具体生产过程中，因为管道不畅，导致循氢量大幅度降低，在进行维修时，打开相应的阀门，在阀门内的清理出了大量铵盐，因此，相关工作人员怀疑循环氢量下降是因为阀门铵盐直接堵塞造成的。

出现第二次氢循环量降低现象，工作人员对系统的情况进行排查，通过排查发现，调节副线控制阀循环氢量未发生明显改变，由此可以断定，循环氢量降低是因为该段管线发生堵塞造成的。

生产过程中，装置出现第三次循环下降，循环氢压缩机生产过程中出现了较为严重的而震动，造成该现象的主要原因是葉轮上产生了大量的铵盐结晶，这也就导致叶轮在生过程中出现不平衡现象。

重整氢中会还有一定量的氯离子，因此，其在进入到压缩机密封槽时，氨与氯会发生化学反应，从而将会形成铵盐结晶。

2 处理加氢裂化装置铵盐结晶的有效措施2.1 处理第一次循环氢量降低的措施在实际处理过程中，对注水位置进行更改，实现对铵盐的合理冲洗。

加氢裂化装置铵盐结晶原因分析及处理

加氢裂化装置铵盐结晶原因分析及处理发表时间：2020-11-12T02:05:41.742Z 来源：《中国科技人才》2020年第20期作者：文周祺[导读] 加氢裂化装置2016年4月份开工以来高压换热器因铵盐结晶造成反应系统压降上升，循环氢量下降以及反应器冷氢阀位增大，为保证反应氢油比以及控制反应器床层温度，提高了循环机转速，但装置反应系统仍然继续上升。

针对反应系统压差上升查找原因，发现压差上升原因为高换铵盐结晶，并对高换出现铵盐结晶的原因进行分析，以及对高换采取了洗盐的措施，并取得了较好的效果。

文周祺中国石化股份有限公司茂名公司广东茂名 525000摘要：加氢裂化装置2016年4月份开工以来高压换热器因铵盐结晶造成反应系统压降上升，循环氢量下降以及反应器冷氢阀位增大，为保证反应氢油比以及控制反应器床层温度，提高了循环机转速，但装置反应系统仍然继续上升。

关键词：加氢裂化；高压换热器；铵盐结晶；反应系统压差1.概述1.1装置生产概述加氢裂化装置于2013年3月建成投产，设计加工能力为240万吨/年，原料为减压蜡油及催化柴油，采用一段串联一次通过流程，生产重石脑油、航煤、柴油和尾油，副产干气、低分气、液化气及轻石脑油。

2016年4月份装置检修恢复生产后，其配套装置润滑油加氢异构也已建成，准备投产，在润滑油加氢异构投产后，两套装置共同运行一个多月后，发现装置反应系统压差上升，同时两套装置的热高分压力也同步上升，循环氢量出现下降，为保证反应氢油比以及反应器床层温度的平稳控制，装置提高循环机转速运行，但反应系统压差依然继续上升。

经分析，造成该问题的原因是加氢异构投产后，由于加氢异构热高分正常操作温度较低，该热高分气并入加裂热高分气后经高换换热，造成了高换入口换热温度较低，铵盐结晶堵塞工艺管道和设备，造成反应系统压差上升。

加氢装置高压热交换器和高压空冷器铵盐结晶原因分析及改进

加氢反应产物从反应器出来，经热交换器换热后温度逐渐降低，当温度降到结晶点时会产生铵盐结晶［３９］，形成堵塞，使反应系统的压降持续增大，严重影响加氢装置的安全运行。当前国内使用最普遍也
收稿日期：２０１８０５２６作者简介：何君（１９８２），男（锡伯族），辽宁沈阳人，高级工程师，硕士，主要从事石油化工设备及金属材料高温强度的
犆犪狌狊犲狊犃狀犪犾狔狊犻狊犪狀犱犐犿狆狉狅狏犲犿犲狀狋犕犲犪狊狌狉犲狊狅犳犃犿犿狅狀犻狌犿犛犪犾狋犆狉狔狊狋犪犾犾犻狕犪狋犻狅狀
犻狀犎犻犵犺犘狉犲狊狊狌狉犲犎犲犪狋犈狓犮犺犪狀犵犲狉犪狀犱犃犻狉犆狅狅犾犲狉狅犳犎狔犱狉狅犵犲狀犪狋犻狅狀犝狀犻狋
犎犈犑狌狀１，犙犐犖犑狌狀狓犻犪狅２（１．ＳｈａｎｇｈａｉＭｅｗＵｎｉｔｙＥｎｅｒｇｙＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＣｏ．Ｌｔｄ．，Ｓｈａｎｇｈａｉ２０１３１５，Ｃｈｉｎａ；
２．ＳｈａｎｇｈａｉＨｏｔｏＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＩｎｃ．，Ｓｈａｎｇｈａｉ２０１２０３，Ｃｈｉｎａ）
犃犫狊狋狉犪犮狋：Ｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｈｅａｔｅｘｃｈａｎｇｅｒａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅａｉｒｃｏｏｌｅｒａｒｅｉｍｐｏｒｔａｎｔｅｑｕｉｐｍｅｎｔｓ
ｉｎｈｙｄｒｏｇｅｎａｔｉｏｎｕｎｉｔ，ｂｅｃａｕｓｅｏｆｔｈｅｔｈｉｎｎｅｒｔｈｉｃｋｎｅｓｓｏｆｔｕｂｅｓ，ｔｈｅｙａｒｅｅａｓｙｔｏｂｅｃｏｒｒｏｄｅｄａｎｄｃｒａｃｋｅｄ．Ｏｎｅｏｆｔｈｅｍａｉｎｄａｍａｇｅｍｏｄｅｉｓｃｏｒｒｏｓｉｏｎｃａｕｓｅｄｂｙａｍｍｏｎｉｕｍｓａｌｔｃｒｙｓｔａｌｌｉｚａｔｉｏｎ．Ｄｉｅｓｅｌｈｙｄｒｏｕｐｇｒａｄｉｎｇｕｎｉｔｗａｓｒｅｓｅａｒｃｈｅｄ，ｃｏｍｂｉｎｅｄｗｉｔｈｔｈｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅ．Ｔｈｅａｎａｌｙｓｉｓｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｅｄｔｈａｔ，ｔｈｅｉｍｐｕｒｉｔｉｅｓｏｆｗａｔｅｒｉｎｊｅｃｔｉｏｎａｎｄｔｈｅｉｎｃｒｅａｓｉｎｇｍａｓｓｐｅｒｃｅｎｔｏｆｃｈｌｏｒｉｎｅａｎｄｎｉｔｒｏｇｅｎｉｎｔｈｅｏｉｌｗｅｒｅｔｈｅｍａｉｎｒｅａｓｏｎｓｆｏｒａｍｍｏｎｉｕｍｓａｌｔｃｒｙｓｔａｌｌｉｚａｔｉｏｎ．ｉｎｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｈｅａｔｅｘｃｈａｎｇｅｒａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅａｉｒｃｏｏｌｅｒ．Ａｆｔｅｒｔｈｅｍａｔｅｒｉａｌｏｆｅｑｕｉｐｍｅｎｔｓｗｅｒｅｃｈａｎｇｅｄａｎｄｔｈｅｗａｔｅｒｉｎｊｅｃｔｉｏｎｗａｓｏｐｔｉｍｉｚｅｄ，ｔｈｉｓｋｉｎｄｏｆｐｒｏｂｌｅｍｎｏｌｏｎｇｅｒｈａｐｐｅｎ．Ｔｈｉｓｃｏｕｌｄｂｅａｒｅｌｉａｂｌｅｒｅｆｅｒｅｎｃｅｆｏｒｔｈｅｓｉｍｉｌａｒｕｎｉｔｔｏｇｕａｒａｎｔｅｅｌｏｎｇｒｕｎａｎｄｓａｆｅｔｙ．

柴油加氢装置高压换热器铵盐结晶原因分析_周景伦[1]

程区域。
循环氢脱硫段压力降 0.05，4%
F-101 进出口
F-101 压力降， 0.45，37%
R-101 压力降
高换段压力降
高换段压力降 0.45，38%
R-101 压力降， 0.25，21%
循环脱氢段压力降
图 5 反应系统各区域压降设计值及所占比例
循环氢脱硫段压力降 0.02，1%
F-101 压力降， 0.42，30%
F-101 进出口 R-101 压力降
高换段压力降
高换段压力降 0.74，52%
R-101 压力降，
0.24，17%
循环脱氢段压力降
图 6 反应系统各区域压降实际值及所占比例
由图 5、图 6 可以看出，在反应系统运行中，高压
换热器段压降设计值为 0.45 MPa，循环氢脱硫段压降
设计值为 0.05 MPa，反应加热炉 F-101 进出口压降设计
低分油至 C-201
1 反应系统换热流程概况
来自上游装置的混合原料经反应进料泵 P-101/A，
B 升压后，经反应产物-冷混氢油换热器（E-104/A，B 壳程）和反应产物-混氢油换热器（E-101/A，B 壳程）与反应产物进行换热，再进入反应进料加热炉（F-101）加热至反应所需温度进入反应器（R-101），在催化剂作
高换区的压降升高是造成反应系统压降升高的主要
原因。
与此同时，操作中发现在反应产物与低分油换热
器 E-102 管程入口温度波动不大的情况下，脱硫化氢
汽提塔进料温度逐渐降低，后对 E-102 管壳程出入口
温度收集对比，其变化趋势（见图 7、图 8、图 9）。
由图 7 E-102 管程出入口温度变化趋势、图 8 E-

加氢裂化装置铵盐结晶问题技术分析和处理措施

摘要：主要介绍加氢裂化装置反应系统铵盐结晶压降增加、氢量大幅度降低技术分析问题，循采取措施及效果。
关键词：加氢裂化；铵盐结晶；循氢量
ｄｉＯ３６／ｉｎ１０－２７２１．１１ｏ：．９．ｓ．０８１６．００．２ｌ９ｊｓ００
盐结晶堵塞工艺管道和设备。该装置非计划停工一天将会造成全公司整体效益损失数百万元。为了避
置之一，同时承担着提供乙烯裂解原料、烃重它芳整原料、空煤油、硫柴油等生产任务。０５年该航低２０装置大修进行了扩能改造，处理量由原设计８０万
ｔ增加到１０万ａ自２０，ａ２。０５年６月２８日开工
免非计划停工损失，我们采取了注水溶解铵盐、优化高低分操作、化压缩机运行、优降低原料氮含量、
收稿日期：０９－８１２０－ —７０
２００６年１月，装置多次出现反应系统压降增加、１循氢量大幅度降低的严重问题，致使该装置不能高
・—— － — －
作者简介：张晓明（９８男，１６一）高级工程师，长期从事石油化工技术管
理工作。
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做到节约生产原料。
溶液虽然对环境没有太大的影响，是ＮＯ但ａＨ的一次性使用和水资源的一次性使用，造成了不小的也
浪费。
尾气破坏系统也是生产过程中的重要环节，其主要作用是把尾气ＨＩ解，Ｃ水此水解反应的产物为

高压换热器铵盐结晶原因分析及处理

氯剂。
（）２由于氯化铵结晶温度较高，在操作温度低于２０℃的高０压换热器管束均存在氯化铵结晶的可能，因此可以考虑在装置大检修时将换热流程进行改造，Ｅ０将ｌ５移至Ｅ０ｌ４前，热高分让气先与热高分气／混氢换热器Ｅ０ｌ５换热，与热高分气／再冷低分油换热器Ｅ０ｌ４换热，这样可以保证Ｅ０ｌ５换热后温度较高，防止
ｉｉｈＰｒｓｕｅＨｅｔＥｘｈａｇｒｎＨｇｅｓｒａｃｎｅ
ＬＵａ —ｃｕＩＸｉｏ．ｈａｎ
（ｕｚｏｅｎｒ，ＣＯＣ，ｕｎｄｎｕｚｏ０６ｈｎ）ＨｉｕＲｆｅｙＮＯＧａｇｏｇＨｉｕ５８，Ｃｉａｈｉｈ１６
Ａｂｔａｔ：ＴｈａｅｆｐｅｓｒｒｐｉｃｅｓｎｎｒａｔｏｙｔｍｆＨｕｚｏｅｎｎ６０ｋ／ａＨｙｒｃａｋｎ－ｓｒｃｅｃｕｓｓｏｒｓｕｅｄｏｎｒａｉｇｉｅｃｉｎｓｓｅｏｉｈｕｒｆｉｇ３０ｔｄｏｒｃｉｇｕｉｎｔｗｅｅａａｙｅｉｒｎｌｚｄ，ａｌａｔｍｐｃｎｔｅｕｎｔｏｎｉｕｈｔａｓｗｅｌｓｉｉａｔｏｈｉ，ｐｉｔｓｎｇｏｔｔａｍｍｏｉａｔｃｙｔｌｚｔｏｎｔｅｓｅｌａｄｔｂｆｎａｓｌｒｓａｌａｉｎｉｈｈｌｎｕｅｏ
惠州炼油３０万吨／６年煤柴油加氢裂化装置采用北京石油

石脑油加氢换热器铵盐结晶原因分析及防护措施

第 47 卷第 9 期2018 年 9 月Vol.47 No.9Sep. 2018化工技术与开发Technology & Development of Chemical Industry收稿日期：2018-07-13石脑油加氢换热器铵盐结晶原因分析及防护措施李忠杰，张　江（中国石油广西石化分公司，广西钦州 535008）摘要：某公司250万t·a -1石脑油加氢装置的 E101换热器换后进反应炉的温度缓慢下降，换热效率下降，炉子负荷加大，提升处理量时达不到出口温度，严重影响了装置的平稳运行。

通过分析并对装置进行停工消缺，发现确实有2台换热器结晶严重，对此也提出了相应的防护措施。

关键词：铵盐结晶；分析；判断；防护措施中图分类号： TE 624.4+3 文献标识码：B 文章编号： 1671-9905(2018)09-0073-03某公司250万t·a -1石脑油加氢的主要原料有常减压装置的直馏石脑油、石脑油罐区的混合石脑油、渣油加氢装置的分流塔顶液、渣油加氢的汽提塔顶液。

该装置旨在脱除石脑油中的硫、氮等杂质，生产的加氢石脑油作为下游轻烃回收单元的原料，通过轻烃回收单元回收原料中的液化气组分，并为连续重整提供石脑油原料。

1　情况分析2016年12月对石脑油加氢装置进行了3年一次的停工大检修。

这次检修中，对加氢的7台换热器全部进行了检修清洗，并于2017年1月初开工运行。

在后期的正常运行中，发现原料从换热器壳程完成换热进入炉子F101的入口温度，由初期的270℃逐渐下降至248℃，加氢换热器E101E/F 的管程出入口温差由初期的30℃（162/132）开始缓慢下降，到后期只有12℃（160/148），其中有两次高温是装置发生波动时产生的。

图1　近1年F101炉入口温度趋势换热后温度的下降大大增加了炉子的负荷，同时降低了炉子的热效率，增加了装置的能耗。

炉子的辐顶温度由初期的570℃左右增加到了后期的710℃左右。

连续重整装置铵盐结晶分析及处理

Ａｂｔａｔｓｒｃ：ＣＣＲｒｐｅ—ｈｄｏｒａｉｇｓｓｅｆｅｘｈｎｅＯ１ｕｅｏｔｔｏｃｒｅｍｍｏｕｓｌｒｓａｌｚｔｎ，ｙｒｔｅｔｎｙｔｍｅｄｅｃａｇｒＥＩｔｂｕｌｃｕｒｄａｅｎｉｍａｔｃｔｌｉａｉｙｏｗｈｃａｓｄｒｃｃｅｈｄｏｅｏｒｓｏｕｌｔｐｒｓｕｅ，ｗａｒｎｄｎｏｒｐｉｌｓｅｄ．Ｎｅｅｔｅｅｓｈｅｙｌｙｉｈｃｕｅｅｙｌｙｒｇｎｃｍｐｅｓｒｏｔｅｅｓｒｓｔｅｉｇｔａｄｙａｃｎｖｒｈｌｓ，ｔｅｒｃｃｅｈ－
ｄｏｅｏｒｐｅａｉｌ．Ｔｅｒａｏｓｏｅｅａａｙｅａｄｃｕｔｒａｕｅｒｒｐｓｄｈｃｒｖｄｄｐａｔｒｇｎｆｗｄｏｐｄｒｐｄｙｈｅｓｎｆｔｒｎｌｚｄ，ｎｏｎｅｍｅｓｒｓｌｉｗｗｅｅｐｏｏｅ，ｗｉｈｐｏｉｅｒｃｉ・
石脑油在预加氢反应器Ｒ０Ａ１１Ｂ加氢精制后，应产物经反Ｅ０Ａ—Ｇ管程再经反应产物空冷器Ａ０ｌ１１１冷凝冷却至４ ℃进｜Ｄ入反应产物分离器Ｄ０，顶氢气经压缩机入口分液罐Ｄ１３１２罐０后进入预加氢循环压缩机Ｋ０１１循环。正常操作条件下在Ｅ０Ｄ和Ｅ的出口以及Ａ０的入口设置三个注水点，ｌ１１１目的就是为了洗涤产物中生成的铵盐，铵盐是由加氢反应生成的Ｎ３和ＨＨＬ化合而成。Ｃ预加氢系统进料处理量为６ｔｈ操作中发现循环压缩机５／，Ｋ０１１出口压力由２９ＭＰ逐步上升到３１ａ预加氢系统补．８ａ．ＭＰ，氢量Ｆ１４１步上升（约上升５０Ｍｈ，氢阀Ｐ１０Ｉ１０逐大０Ｎ／）补Ｖ１１１逐步开大，循环氢流量Ｆ１９３却明显下降（约下降而Ｉ００大４０Ｎ／）且预加氢反应进料经Ｅ０００Ｍ。ｈ，ｌ１换热后进料温度Ｔ１９１Ｉ００下降，预加氢反应加热炉Ｆ０１１瓦斯量ＦＣ０增加，Ｉ１７１１热负荷明显上升，炉膛温度上升５ ℃ 以上。０

加氢装置结盐分析及对策

ＮＨＣ１铵盐的特性是强酸弱碱盐，显强酸性，常温下饱和氯化铵ｐＨ值为４．１１，高温下（１８０～２３０）℃更低，酸性更强，温度从３７．７８℃上升到２０４．４５ｏＣ，饱和氯化铵的ｐＨ值从４下降到１．８，室温下饱和氯化铵溶液的ｐＨ值是４．１１，但是在２０４ｏＣ时，ｐＨ值有可能下降到２以下。如图２所示。干燥的ＮＨＣ１不具备腐蚀性，会引起重大工艺堵塞问题，
ＮＨ，Ｃｌ具有吸湿性，吸湿点在７６％，是否有水是腐蚀的关键，一定浓度的ＮＨＣ１溶液腐蚀性与ＨＣ１水溶液相近。固体ＮＨ４Ｃ１在３３７．８℃离解为氨和氯化氢，３５０℃升华。不同材料在４０％ＮＨＣ１溶液、１４９ｑＣ，ＮＨ３／ＨＣ１相对分压比为１．０条件下的腐蚀速率（图３）。
＋标准溶液ｐｌ｛值
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图２氯化铵随温度变化ｐＨ值
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２结蚀防护措施从２个方面进行，一方面注重工艺防腐，
加氢装置结盐分析及对策
刘婕
（玉门油田炼油化工总厂，甘肃玉门７３５２００）
摘要：根据炼厂加氢装置结盐腐蚀现状，从加氢装置工艺流程分析加氢装置中结盐腐蚀部位、机理、危害．给出相应防腐措施。关键词：加氢；结盐；腐蚀中图分类－一￣－：ＴＥ６２４．１文献标ｉｎ￣－ｑ：ＢＤＯｌ：１０．１６６２１／ｊ．ｃｎｋｉ．ｉｓｓｎｌ００１—０５９９．２０１８．０４．２０

柴油加氢装置换热器管束铵盐结晶原因分析

柴油加氢装置换热器管束铵盐结晶原因分析摘要：大港石化公司50万吨/年柴油加氢装置自2013年1月以来高压换热器管束因铵盐结晶造成换热效率下降，壳程出口温度下降，系统压降增大，加热炉负荷增大。

针对高压换热器管束结晶问题查找原因，对出现铵盐结晶的原因和形成过程进行深入分析，提出改造措施，取得了较好的效果。

关键词：柴油加氢高压换热器氯化铵结晶一、前言1. 生产概况大港石化公司柴油加氢装置是由中石化北京设计院设计，原设计加工能力40万吨/年。

该装置于1997年4月破土动工兴建，1999年12月竣工投产。

2003年装置进行扩能改造，改造完成后，处理量提至50万吨/年。

该装置设计操作压力6.0-7.3MPa，空速0.5-1.0hr-1，氢油体积比≮500：1，处理量最大65t/h，原料油主要以大港石化焦化柴油和催化柴油为主。

2.反应系统换热流程概况装置反应产物先后经过高压换热器E-4001、E-4002、E-4003，分别与混氢原料油和低分油物料换热，再经高压空冷器EC-4001和高压水冷器E-4031冷却后进入高压分离器D-4005。

换热流程见图1.装置原设有两个注水点，，分别是高压空冷器EC-4001入口（注水点1）和高压换热器E-4003管程入口（注水点2），平常使用注水点1。

二、高压换热器铵盐结晶现象及原因分析1.铵盐结晶现象2013年1月在装置正常生产过程中，发现反应系统压降增大，循环氢量明显下降，循环氢压缩机防喘振开度增大，反应氢油比降低，E-4003换热效果变差，通过数据分析，高压换热器E-4003壳程出口温度由2012年12月15日的141℃降至2013年1月20日的90℃，说明该组换热器换热效果变差，该组换热器出现结晶或结垢堵塞的可能性极大。

2.注水情况分析反应系统注水使用软化水，注水泵为2台高压注水泵，流量5t/h。

注水点1操作温度140℃，注水量和原料柴油之比大于5.2%。

对高分酸性水进行分析表明，高分酸性水氨氮浓度在3-4g/L，折算成氢硫化铵质量分数为1.1%-1.5%，低于高分酸性水控制氢硫化铵不超过8%的要求[1]。

柴油加氢精制装置铵盐结晶分析对策

柴油加氢精制装置铵盐结晶分析对策作者：蒋保龙来源：《中国化工贸易·中旬刊》2017年第10期摘要：加氢精制是指在催化剂和氢压存在下，抑制催化裂化时发生的脱氢缩合反应，使烯烃、二烯烃和芳烃部分加氢饱和，提高柴油产品的安定性，具有环保、高效等性价比优势。

但在加氢精制过程中缺少液态水的情况下，NH4HS直接由气相变成固态晶体析出，导致精制高压空冷管束、换热器管程内堵塞，反应系统差压增大，管内温度分布不均，管束膨胀不均，引起管束弯曲等问题。

本文分析油加氢精制装置铵盐结晶对策，通过严格监控装置原料数据、铵盐结晶温度监控数据、注水点前移等措施来加以改进，保障装置的稳定、可靠运转。

关键词：加氢；装置；结晶；堵塞1 前言随着经济建设的快速发展，电子商务普及，交通可达性提升，长途运输大幅增长，卡车数量越来越多，对柴油的需求大增。

2016年我国柴油产量为18007.9万吨，国内表观消费量为17334.3万。

但随着环保力度的要求提高，汽柴油国五标准提前推行，对柴油品质的要求也越来越高。

现有柴油馏分中的氮、硫和不饱和烃含量较高，品质较低，而且无法达到环保要求。

冷却分离过程中，温度降低使得气相中的H2S、HCl、NH3结晶生成NH4Cl析出，导致精制高压空冷管束、换热器管程内堵塞，反应系统差压增大，管内温度分布不均，管束膨胀不均，引起管束弯曲等问题。

因此，有必要改进柴油加氢精制装置，应对铵盐结晶的问题。

2 铵盐结晶的原因分析2.1 加氢原理与铵盐结晶加氢精制工艺是原料油经泵抽入装置后滤去固体杂质，经过原料油泵升压，与循环氢混合，再和升压后的原料油混合，升温后进入加氢精制反应器，进行加氢、脱硫、脱氧、烯烃饱和、芳烃开环饱和得到反应产物，经气、油、水三相分离，生成油先与产品换热，H2S汽提塔后进产品分馏塔冷凝冷却。

然后进入分流塔顶回流罐，水相进入汽提装置处理；含硫气体至火炬系统焚烧处理；油相即粗汽油由粗汽油泵抽出。

预加氢氨盐结晶原因、现象及处理方法

预加氢氨盐结晶原因、现象及处理方法摘要：本文从自身生产运行实际情况入手，针对半再生重整预加氢的原料中杂质性质和反应过程及2007年3月份半再生预加氢反应系统循环氢压缩机C-101出现出入口压差高的现象进行取样分析，发现是反应系统的氨盐结晶造成的。

并根据原因的分析进行了处理取得了良好的效果。

关键词：预加氢压降进料杂质氨盐结晶清洗检修一、前言中国石油乌鲁木齐石化分公司炼油厂半再生重整装置始建于1982年，设计规模为15万吨/年。

其中预加氢单元采用481-3催化剂。

2002年9月开始半再生重整处于停工待料状态。

随着炼厂原油加工量的上升，铂料产量的增加，为加工富余的铂料半再生重整装置需要长期开工。

半再生重整装置预加氢催化剂已累计使用6年，达到设计寿命，在连续重整装置投产之前，其预加氢反应温度已使用达到设计上限，催化剂活性已明显不足，对半再生重整的长期开工，带来较大的生产隐患。

乌石化公司炼油厂2005年12月烃重组装置建成投产，装置规模为40万吨/年，每年可以产生化工轻油14.4万吨。

化工轻油辛烷值较低，对炼油厂出厂汽油辛烷值提高有一定的影响，将化工轻油作重整原料是解决化工轻油出路的最佳途径。

但化工轻油中烯烃含量较高，目前国内外还没有这种适合加工处理高烯烃含量的成熟预加氢催化剂。

针对上述情况，乌石化公司与北京金伟晖工程技术有限公司进行技术合作，在炼油厂半再生重整装置预加氢单元使用金伟晖公司开发的GHT系列催化剂，来满足半再生重整连续开工及加工化工轻油的需要。

半再生预加氢反应器是由R-101A、B组成，原先分别装填481-3催化剂和WGL-A高温脱氯剂，此次换剂各反应器催化剂装填情况正常。

在R-101A中用部分GHT-23型催化剂代替φ3磁球，在R-101A顶部装有8个积垢篮，积垢篮插入高温脱氯剂内250mm。

高温脱氯剂由以往装填在预加氢催化剂后，改为装填在预加氢催化剂前。

二、问题的出现2007年3月份半再生预加氢反应系统循环氢压缩机C-101出现出入口压差高的现象。

石脑油加氢换热器铵盐结晶的原因分析及处理

从换热器管箱及管束表面取样进行化学成分分析，结果见表２。从表中可以看出，铵盐的主要成分为Ｎ、１这是由于原料中含有较多的硫Ｃ’ ，化物和氮化物，它们在加氢精制反应中分别生成ＳＮ在低温下会合成ＮＳ及（Ｈ）Ｓ约、Ｈ，ＨＨＮＪ，
时停工现场检查发现换热器Ｅ０、ｌ３束铵盐ｌ２Ｅ０管
结晶较严重，Ｅ０／．晶轻微也充分证明了而１１Ｉ４结
这一点。
常广冬，，９０年生，男１７工程师。黑龙江省大庆市，３１。１７１６
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热器组管程压力降增大造成停工，加之管束也曾发生腐蚀泄漏现象，平均运转周期不足半年。为
此，者对铵盐结晶的原因进行了分析并提出了笔
改进措施。１结晶原因分析
直存在着换热器（工艺号：ｌ２Ｅ０）柬铵盐结Ｅ０，ｌ３管晶，导致系统压差增大的问题。自１９９６年以来，
氧水不宜加注在温度高至足以使水全部汽化的部位，否则会使非挥发物沉积在反应产物的管线内，
失去注水洗涤的作用，因此注水点部位温度必须在水的露点以下；一方面如注水点的部位温度另偏低，则会导致ＮＨ５及（）Ｓ不易溶解而逐Ｎ渐沉积下来，不到洗涤的预定效果。起３０万ｔｔ脑油加氢装置的操作压力为３５＇ａ石．Ｍａ此时水的露点温度为２１４ ℃ ，换热器的Ｐ，４．２从

加氢裂化装置铵盐结晶问题技术分析

加氢裂化装置铵盐结晶问题技术分析
王永峰
【期刊名称】《石油石化物资采购》
【年(卷),期】2024()5
【摘要】铵盐结晶是加氢裂化装置应用阶段的常见诟病,该问题不仅会导致企业生产效率下降、成本提升,同时会一并导致装置对环境污染的加剧,始终是石油工业以及相关领域企业的重要研究课题。

本文从加氢裂化装置铵盐结晶问题的技术分析,在指出加氢裂化装置铵盐结晶的危害后,以某企业加氢裂化装置铵盐结晶问题为案例,探讨该企业面对加氢裂化装置铵盐结晶问题一系列技术处理措施。

谨以本文,为相关企业应对同类问题提供借鉴与参考价值,实现加氢裂化装置的运行优化。

【总页数】3页(P100-102)
【作者】王永峰
【作者单位】中海油惠州石化有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE6
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